Enagás ha obtenido un beneficio neto de 126,9 millones de euros en el primer semestre del año, un 27,9% menos que los 176 millones de euros conseguidos entre enero y junio de 2026 debido a los efectos de las ventas de Soto la Marina y la actualización del valor razonable por Gasoducto Sur Peruano (GSP).
Los resultados del período recogen la venta del 40% de Enagás Renovable a Hy24, por un importe de 48 millones de euros. La operación generó un impacto positivo de aproximadamente 9,5 millones de euros en el BDI del primer semestre de 2026.
El beneficio recurrente después de impuestos de la compañía alcanzó 118,6 millones de euros a cierre del pasado mes de junio. Con todo, Enagás cree que estas cifras están "en línea con lo esperado" para alcanzar el objetivo anual de 235 millones de euros.
Por su parte, el EBITDA cayó un 4,7%, hasta los 314 millones de euros. Este resultado refleja principalmente el impacto del actual marco regulatorio sobre los ingresos regulados de la compañía (-30 millones de euros), parcialmente compensado por la aportación de la línea de otros ingresos, impulsada por la entrada en operación del buque Alisios (+6,0 millones de euros) y por el efecto de la consolidación de la compañía de fibra óptica Axent (+6,3 millones de euros).
Asimismo, las sociedades participadas aportaron 86,3 millones de euros al EBITDA, lo que supone un incremento de 6,2 millones de euros respecto al primer semestre de 2025, debido principalmente a la ampliación de capacidad en TAP.
"La cifra del EBITDA del primer semestre es coherente con el objetivo anual de 620 millones de euros, teniendo en cuenta la calendarización de gastos esperada y el hecho de que los ingresos regulados por 'copex' se reconocen mayoritariamente en la segunda parte del ejercicio", ha asegurado Enagás.
Por otro lado, la compañía subraya que la "efectividad del plan de eficiencia" ha permitido mantener los gastos operativos recurrentes prácticamente planos en el semestre, a lo que se suma el control de los gastos financieros, con un 80% de la deuda a tipo fijo y un coste financiero de la deuda bruta que se ha reducido al 2%.
A cierre del semestre, la compañía mantiene una "sólida" estructura financiera, con una liquidez de 2.626 millones de euros. La deuda neta se situó en 2.305 millones de euros ―lo que supone una reducción de 170 millones de euros desde el cierre del ejercicio 2025―, con una vida media de 4,4 años.
Por ello, Enagás se ha comprometido con su "prioridad" de "ofrecer una retribución atractiva y sostenible" a los accionistas y con mantener la política de dividendo de un euro por acción.
COMPRA DEL 20% DE SAGGAS
Por otro lado, la compañía ha anunciado un acuerdo para adquirir a Osaka Gas su 20% del accionariado en la planta de regasificación de Saggas, en Sagunto (Valencia), por 31 millones de euros.
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Tras la operación, Enagás tendrá el 92,5% del accionariado de esta infraestructura clave en la seguridad de suministro del arco mediterráneo, y Oman Oil Holdings Spain mantiene el 7,5% restante.
La Planta de Sagunto cuenta con una capacidad de almacenamiento de Gas Natural Licuado (GNL) de 600.000 m3 y de regasificación de 1.000.000Nm3/h, equivalente al 18% y al 15% del total en España, respectivamente.
Esta operación, cuyo cierre está previsto antes de final de 2026 ―sujeto a la obtención de las correspondientes autorizaciones regulatorias―, encaja plenamente en el Plan Estratégico de Enagás. Además de contribuir a la seguridad y diversificación de suministro de gas del Sistema Gasista español y europeo, esta terminal es un activo estratégico para la descarbonización por su potencial integración de proyectos de infraestructuras ligados a la logística sostenible del CO2.
"En el marco de la política de rotación de activos contemplada en la estrategia de Enagás, esta operación se suma a las anunciadas el pasado 21 de abril: el acuerdo para la compra del 31,5% de Teréga ―operador francés con más de 5.100 kilómetros de gasoductos y una posición estratégica en el suroeste europeo― a GIC, y el cierre de la venta del 40% de Enagás Renovable a Hy24, uno de los principales inversores mundiales en hidrógeno limpio y biometano", ha apuntado Enagás.
CRECIMIENTO DE LA DEMANDA
Durante el primer semestre de año, la demanda total de gas natural en España se ha incrementado ligeramente (+0,4%), hasta alcanzar los 163,6 TWh, impulsada por el aumento del consumo para generación eléctrica (+10,6%). La demanda convencional (-3,1%) se ha visto afectada por un invierno más cálido y por la menor actividad industrial derivada principalmente del descenso de la cogeneración.
Tras la subasta de capacidad de descarga en plantas de regasificación realizada en junio, hay ya contratados 2.251 slots hasta 2041, lo que refleja el interés a largo plazo en las infraestructuras gasistas en un contexto marcado por una gran volatilidad en los mercados energéticos.
En el contexto geopolítico actual, España está en mejor posición que otros países europeos gracias a la flexibilidad y resiliencia de sus infraestructuras, que son clave para garantizar la seguridad de suministro. En el primer semestre de 2026, se han recibido aprovisionamientos procedentes de 13 orígenes diferentes, ninguno del Golfo Pérsico, y actualmente los almacenamientos subterráneos se encuentran en torno al 73% de su capacidad, veinte puntos por encima de la media europea.
MARCO REGULATORIO PARA EL PERIODO 2027-2032
Siguiendo las Orientaciones de Política Energética del Gobierno, el Marco Regulatorio 2027‑2032 para el sector gasista avanza en su proceso de aprobación, según el calendario previsto: el 26 de junio, tras el período de consulta pública, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) publicó las propuestas de circulares revisadas, por las que se establece la metodología para el cálculo de la retribución de las instalaciones de transporte y regasificación de gas natural, así como la circular por la que se establece la tasa de retribución financiera.
Las circulares se encuentran actualmente en análisis por parte del Consejo de Estado, que remitirá su informe preceptivo a la CNMC para su aprobación final. Enagás está personada como parte interesada en el procedimiento del Consejo de Estado.
Adicionalmente, el 25 de junio el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico sometió a consulta pública el proyecto de Real Decreto por el que se establece la metodología de cálculo de la retribución regulada de los almacenamientos subterráneos, alineada con las circulares de transporte y regasificación. La fase de alegaciones concluyó el 9 de julio.
Por otra parte, la Red Troncal Española de Hidrógeno y H2med han avanzado "significativamente" en el primer semestre del año, según la hoja de ruta establecida.
El 30 de junio, Enagás solicitó al Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico la autorización administrativa del proyecto de ejecución, la declaración de impacto ambiental y la declaración de utilidad pública de los cuatro primeros tramos de la Red Troncal, asociados a los principales focos de demanda temprana de hidrógeno renovable impulsada por la transposición de la Directiva RED III en el sector del transporte.
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Este proceso administrativo para la aprobación definitiva, conforme al Reglamento de las Redes Transeuropeas de Energía (TEN-E), tiene una duración estimada de 18 meses. La petición de autorización administrativa del resto de los tramos de la Red Troncal está prevista entre el cuarto trimestre de 2026 y el primero de 2027.
Durante este primer semestre, la compañía ha lanzado una 'Call for Interest' sobre infraestructuras de hidrógeno verde con el fin de actualizar el interés del mercado, en la que se han registrado 128 empresas y se han presentado alrededor de 300 proyectos. También ha realizado una consulta al mercado sobre gestión sostenible de CO2, en la que han participado 69 empresas con 125 proyectos.
En el caso de H2med, el 6 de julio se revalidó el apoyo institucional al corredor en la Reunión Ministerial en París del High Level Group on Interconnections for South-West Europe en la que participaron los ministerios de Energía de Portugal, España, Francia, Alemania y el comisario europeo Dan Jorgensen.
En cuanto al hidroducto submarino BarMar, la interconexión que unirá Barcelona y Marsella ―y que forma parte del corredor europeo H2med―, se han finalizado los planes de participación pública en España y en Francia, y se ha aprobado el comienzo de la fase FEED, que supone pasar de la ingeniería básica a la de detalle.
En el trazado que une Portugal con España, CelZa, se ha lanzado la ingeniería de detalle en el tramo español y se han iniciado los Estudios de Impacto Ambiental en España y Portugal, entre otros avances.